diciembre 24, 2019 | Industria
(El Mostrador) Dar cumplimiento a la Ley 20.920 está necesitando la individualización y trazabilidad tanto de sus residuos domiciliarios, como para los materiales recuperables. La Ley popularmente conocida como REP (Responsabilidad Extendida al Productor) es un instrumento político y social que establece por primera vez un marco normativo para que los fabricantes o comercializadores de ciertos productos se hagan responsables de éstos una vez que cumplan su vida útil. Es decir, en término simples, quién instala un producto en el mercado, deberá encargarse de los desechos generados en el proceso de comercialización y posterior consumo de éste.
Con el objetivo de promover tanto la reutilización como el reciclaje y, a la vez, entregar al cliente información clara, precisa y a tiempo para que los clientes reporten y declaren los residuos que éstos generan, Bodegas San Francisco (BSF) implementó hace aproximadamente un año la Gestión de Residuos en sus centros logísticos, en conjunto con la empresa Volta.
Es así como sólo durante el periodo julio – diciembre de 2018, BSF gestionó en el Centro Logístico Puerto Madero la cantidad de 51.929 Kg. de papeles y cartones, junto con 34.857 Kg. de plásticos recuperados, generando beneficios medioambientales que se traducen en 882 árboles que no se cortaron, 461,2 MWh de ahorro de energía, 2.244,5 M3 de Agua que se ahorraron, 649,4 M3 de Espacio que no se ocupó y 736,5 Ton de Carbono Equivalente (MTCE), Efecto Invernadero.
“Los niveles de recuperación y de reciclaje en industria son bastante bajos y nosotros con este programa que, por supuesto, incluye difusión, educación y sensibilización en los clientes, vamos un paso adelante en materia de reciclaje y reutilización. Además que estamos recuperando más del 50%, al mismo tiempo que promovemos la gestión sustentable de recursos y aportamos al cuidado del medioambiente”, puntualiza Cristóbal Salvatierra, gerente de proyectos de BSF.
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El alvor de los paneles solares
Durante el año 2018, BSF implementó en el Centro Logístico Lo Aguirre un plan piloto en materia de ERNC que contempló la instalación de 500 mt2 de paneles solares en una de sus bodegas con operación In House, proyecto que ha generado índices de ahorro energético cercanos al 10%. A esto se suma ahora, la ejecución de dos nuevos proyectos de instalación de paneles fotovoltaicos en los Centros Logísticos Lo Aguirre y Puerto Madero.
Sobre los nuevos proyectos que se pondrán en marcha se trata –en el caso del Centro Lo Aguirre- de una ampliación del proyecto original e implica el aumento de la instalación fotovoltaica actual a 3.000 m2 en modalidad sobrecubierta, proyecto que generaría aproximadamente 300 kW de potencia. En tanto, respecto al proyecto que se realizará en el Centro Puerto Madero, -comenta el vocero- se trata de la construcción de un estacionamiento solar que contempla el uso de paneles fotovoltaicos para una superficie total que supera los 400 m2, que generarán una potencia de 82,6 kW.
Respecto al desarrollo de los proyectos, durante el mes de diciembre se comenzaron las tramitaciones, adquisición e importación de los equipos necesarios. En tanto, a partir de marzo de 2020, comenzarán a ejecutarse las obras de construcción y se estima que los sistemas comiencen con su operación en junio del mismo año.
En torno al compromiso de BSF en el uso de ERNC, el gerente de proyectos de BSF señala que “como desarrolladores de centros logísticos multicliente de alto estándar, ya contribuimos a la optimización del sistema logístico y transporte de carga dentro de la ciudad, ofreciendo instalaciones que permiten mayores niveles de eficiencia en el traslado de mercaderías, reduciendo los viajes, congestión y emisión de gases de efecto invernadero. No obstante, también queremos ofrecer infraestructuras eficientes a nivel energético y, desde esta línea, seguir aportando a la generación de operaciones logísticas más amigables con el medioambiente y sustentables para nuestros actuales y potenciales clientes”.
diciembre 18, 2019 | Industria
(Diario Concepción) De acuerdo con un estudio dirigido por el profesor Luis García, del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Concepción, es posible bajar un 27% en promedio la cuenta de electricidad tanto para clientes libres como residenciales.
En entrevista con este medio, García explica más en detalle cómo es posible lograr esta importante rebaja en facturas y boletas.
– ¿En qué consiste el estudio?
– El estudio que se está realizando considera que un cliente libre (potencia mayor a 5 MW) o aquellos que optaron a ser libre (potencia mayor a 500kW y menor a 5MW) pueden optar a tener diferentes proveedores para su suministro de energía, de manera tal que, minimice el pago total por el concepto de energía eléctrica.
Dado que los proveedores en Chile hoy no entregan información de sus precios de venta de energía hora a hora, sino que más bien se basa en precios fijos para el periodo contratado, fue necesario asumir ciertas condiciones para el estudio de un caso más o menos real. Los datos de consumo utilizados para el cliente (perfil de carga), corresponden a una empresa del sector pesquero y que actualmente es cliente libre. Los precios de energía horaria establecidos en los nodos del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) fueron considerados para el estudio como si fueran de diferentes proveedores.
-¿Cómo se pueden llegar a generar ahorros de un 27% con el uso de la información del estudio?
– Para el estudio se consideró como si el nodo Charrua fuera el precio establecido por el proveedor de la planta industrial pesquera. Así entonces, los otros nodos del SEN serán considerados como proveedores alternativos. En el análisis de hora a hora los precios de cada proveedor varían encontrándose en algunas horas mejores precios que los provistos por Charrúa, permitiendo con ello incentivar al cliente para proceder a la compra de energía de ese nuevo proveedor. Si se considera que dicha opción se realiza para todas las horas de cada mes, entonces el estudio arroja un ahorro cercano al 27% promedio mensual en el pago total de la factura sólo por energía.
[VEA TAMBIÉN: ¿Bajan las cuentas de luz?: Académico UdeC analiza la Ley Corta de Distribución Eléctrica]
– ¿Qué otros beneficios se pueden obtener?
– El modelo propuesto busca generar un mercado competitivo de corto plazo, donde el propio mercado regula la compra y venta de la energía, generando bajos precios para los clientes, en este caso clientes libres. Este modelo es fácilmente aplicable a los clientes regulados a través de la propuesta de nuevas tarifas presentadas por las mismas distribuidoras que tienen hoy el área de concesión. Se espera que un futuro no muy lejano la opción de ser cliente libre se reduzca a una potencia menor y muy cercano a los de 10kW correspondiente a los residenciales.
– ¿Hay posibilidad de generar nuevas oportunidades de negocio con el estudio?
– Efectivamente se abren nuevas oportunidades de negocios y la incorporación de nuevos actores en el mercado energético. La figura “comercializador” puede permitir la interrelación entre un conjunto de usuarios con poca demanda (agregación de demanda) y un proveedor interesado en cubrir dicha demanda. El volumen a negociar por el agente comercializador permite obtener precios más competitivos en la oferta de energía de los proveedores participantes y reducir el precio hacia los clientes. Adicionalmente, se genera la opción de nuevos gestores energéticos encargados de operar eficientemente las curvas de consumos de los clientes de manera de utilizar la energía en los procesos productivos en aquellas horas en que el precio es menor. Así también está la opción de crear empresas para monitoreo, supervisión y automatización junto con desarrolladores de software y plataformas de gestión entre otros.
– ¿Qué desafíos hay que superar para concretar estos avances?
– En el campo de los clientes libres la opción ya puede ser implementada. Sin embargo, hoy día los proveedores no entregan la información horaria de los precios de la energía con antelación, lo que es un requisito fundamental para concretar los beneficios resultantes de este estudio. Para ello se requieren modificaciones a las normativas vigentes, de manera tal, que los distintos proveedores de suministro deban informar con al menos 24 horas de anticipación los precios de la energía y así facilitar la toma de decisiones de los clientes. Para los clientes regulados (entre ellos los residenciales) si se dispone de la información tanto de los perfiles de consumos como de precios variables de la energía (tarifa flexible regulada), esto puede generar un porcentaje de ahorro similar al de los clientes libres, pero para los clientes residenciales. El gestionar el uso de la energía en los residenciales conlleva por parte del usuario un conocimiento especializado que hoy la gran mayoría no posee, dando cabida a nuevas oportunidades de negocios para empresas gestionadoras de eficiencia en consumos residenciales.
diciembre 17, 2019 | Industria
La inversión en los medios de generación de pequeña escala (MGPE) tendrá su máximo nivel de intensidad durante el próximo año y hasta inicios de 2021, debido a que los proyectos que alcancen a declararse en construcción en este periodo ingresarán al régimen actual de valorización de inyecciones contenido en el DS 244, según declara a ELECTRICIDAD, Eduardo Morice, abogado y socio fundador de Sphera Energy.
Según el especialista, este sector cumple un rol vital dentro del sector eléctrico, de la mano de la mayor incorporación de la energía solar y eólica, por lo que plantea la necesidad de perfeccionar la regulación para estos actores dentro de la matriz energética nacional.
¿Cuál es el análisis que hacen en Sphera sobre la situación actual de los PMGD en chile?
La situación actual de los proyectos PMGDs se ha centrado mayormente en cambios regulatorios importantes. El primero, es el reciente cambio en la NTCO de PMGDs (Julio 2019), que a nuestro juicio ha sido positivo para este sector ya que contribuyó a eliminar significativamente la especulación que existía en el mercado de los desarrolladores de proyectos, atendida la falta de regulación en ciertos aspectos claves en el procedimiento de conexión de los proyectos PMGDs. La nueva NTCO permitió por otra parte que permanecieran vigentes gran parte de los procesos de conexión correspondientes a los proyectos reales que llegarán probablemente en buena proporción a ser construidos, en la medida que concluyan las aprobaciones ambientales y los proyectos concreten su financiamiento.
Y los cambios al DS 244.
Sin duda que el tema relevante en el sector PMGD durante el 2019 fue el cambio del antiguo Reglamento PMGD (DS 244) por un nuevo Reglamento PMGD (DS 88) – aún pendiente de toma de razón en la Contraloría – que establece el nuevo «Reglamento para Los Medios de Generación de Pequeña Escala (MGPE)». El nuevo reglamento regula exhaustivamente los distintos aspectos de orden técnico y reglamentario de esta industria, y regula el mecanismo de valorización de las inyecciones de los MGPE, entre otros. Particular interés para la industria y en especial para los inversionistas ha revestido el articulado transitorio del nuevo reglamento que establece los requisitos para que los MGPE puedan optar a un régimen de valorización de su energía inyectada al precio de nudo de Corto Plazo (PNCP) en la barra correspondiente, y asegurándoles un plazo de 14 años en el régimen de valorización de precio de inyección contenido en el DS 244 para:
a) Aquellos que se encuentren operando a la fecha de publicación en el Diario Oficial del nuevo reglamento;
b) Aquellos que hayan obtenido su ICC dentro de los 7 meses siguientes a la fecha de dictación del nuevo reglamento; y que hayan obtenido su declaración en construcción dentro de los 18 meses siguientes a la fecha de dictación del nuevo reglamento; o
c) Aquellos que hayan iniciado su tramitación ambiental dentro de los 7 meses siguientes a la fecha de dictación del nuevo reglamento y que no se les haya puesto término al procedimiento en conformidad a lo señalado en los artículos 15 bis y 18 bis, según corresponda, de la Ley N° 19.300; y que hayan obtenido su declaración en construcción dentro de los 18 meses siguientes a la fecha de dictación del nuevo reglamento.
¿Cómo analiza esta regulación?
Considerando que los plazos de los artículos transitorios son contados desde el 17 de Septiembre pasado-fecha en que el reglamento fue firmado-, varias empresas y gremios han planteado al Ministerio de Energía la opción de extender los plazos del transitorio, o en su defecto que los plazos transitorios se contabilicen desde la publicación del Reglamento en el Diario Oficial. Luego de un proceso de cambio regulatorio extenso y complejo, y que aún no concluye, se le ha sumado la variable del denominado «estallido social». Para algunos inversionistas -más adversos al riesgo- esta situación ha complicado las decisiones de adquisición de activos, pero para otros más conocedores de este mercado respecto de sus plazos y retornos de inversiones no ha significado obstáculo para la decisión de seguir invirtiendo en activos MGPE.
¿Qué perspectivas de crecimiento ven para este sector, le queda espacio en el mercado eléctrico?
El mercado de los MGPE tendrá su período peak de desarrollo y de realización de transacciones durante el año 2020 y primer trimestre del año 2021, en atención a que los proyectos que alcancen a declararse en construcción en este periodo ingresarán al régimen actual de valorización de inyecciones contenido en el Decreto 244. No obstante ello, creemos que con posterioridad a dicho plazo el mercado se desarrollará en menor medida pero seguirá siendo atractivo con retornos interesantes si se mantiene la baja de precios sostenida de la tecnología solar y maduren los futuros desarrollos de almacenamiento con baterías que permitirán que ambas tecnologías combinadas, mix conocido «PV plus storage» formen parte del crecimiento del sector energético en Chile y el mundo en los próximos años.
[VEA TAMBIÉN: Tecnología solar fotovoltaica lidera capacidad instalada en el segmento PMGD]
¿Cómo evalúan la tramitación existente para implementar un proyecto de este tipo, desde los permisos de suelo hasta su operación?
En particular el desarrollo de los MGPE es complejo de abordar debido a que en el desarrollo de los proyectos se cuenta con un plazo de vigencia de la autorización de conexión a la red de distribución de 9 meses, prorrogable por otros 9 meses, lo cual no se encuentra alineado con la tramitación ambiental de aquellos proyectos que deben ingresar al SEA, ya que estas tramitaciones tardan en promedio entre 6 y 12 meses.
Adicionalmente, en este ámbito se exigen ciertos permisos sectoriales que deben obtenerse una vez que los proyectos hayan obtenido la calificación ambiental favorable de parte del SEA, lo cual implica el desafío de iniciar las respectivas tramitaciones ambientales de manera anticipada y coordinada para evitar perder el proceso de conexión y consecuencialmente el proyecto. Sin duda existe un cierto grado de incompatibilidad entre los plazos para la tramitación de la conexión eléctrica en comparación a la tramitación ambiental.
A juicio de Sphera, ¿cómo se puede perfeccionar el mercado de PMGD en Chile?
Sin duda que el primer perfeccionamiento vendrá de la mano de la actualización de la NTCO en vista de la futura publicación del nuevo Reglamento PMGD (DS 88). El siguiente cambio regulatorio importante vendrá de la mano de la ley larga de Distribución donde esperamos (i) la introducción de la figura del Comercializador, (ii) una señal clara que permita mejorar el mecanismo de estabilización de precios impuesto por el DS88, y (iii) el perfeccionamiento de los procesos de planificación y expansión de infraestructura de transmisión Nacional y Zonal. Este último tema está tomando especial relevancia considerando la mayor penetración de proyectos MGPE lo que está generando «curtailment» en algunas subestaciones del sistema.
En este sentido, el proceso de planificación actual no se anticipa de buena manera frente a la materialización de los MGPE toda vez que la CNE y el Coordinador Eléctrico, sólo con la declaración en construcción de estos proyectos, los considera para sus planes de expansión, lo cual es evidentemente tardío considerando los cortos plazos de construcción involucrados. A nuestro juicio, los proyectos que obtengan aprobación ambiental y eléctrica, ya deberían ser considerados para el proceso de planificación. En este mismo sentido, creemos que por el dinamismo que presentan los MGPE en su desarrollo y construcción, estimamos que la actualización del plan de expansión debiese ser 2 veces por año para este tipo de proyectos.
Por otra parte, el aporte de este tipo de proyectos a la flexibilidad del sistema también es un tema a evaluar considerando el potencial «alivio» que podrían generar al sistema por la disminución de la demanda. A este respecto, proyectos solares con capacidad de almacenamiento deberían tener incentivos claros para disminuir las exigencias sistémicas de rampas de subida (amanecer) y rampas de bajada (atardecer). Sin duda que estos aspectos técnicos y una correcta política regulatoria para la flexibilidad del sistema eléctrico chileno serán temas de vital importancia para que el gobierno logre las metas que se ha propuesto para la descarbonización de la matriz energética.
¿Cuántos proyectos asesora Sphera Energy?
Sphera Energy se dedica principalmente al desarrollo de proyectos MGPE (Ex PMGD) con una cartera de proyectos del orden de 150 MW, todos de tecnología solar. Nuestros proyectos se ubican mayormente en la Región de Biobío y de Ñuble, y recientemente hemos obtenido RCA para Cabrero Solar (12 MWp) y Avel Solar (12 MWp) en la Región del Biobío, y La Palma Solar (12 MWp), en la Región de Ñuble. En total tenemos más de 50 MW en la cartera con aprobación ambiental. El resto de los proyectos se encuentran en tramitación avanzada y esperamos tener la cartera completa de proyectos estatus de RTB para fines de 2020.
Por otra parte, en Sphera también nos dedicamos a la asesoría estratégica de proyectos en términos técnicos, comerciales y regulatorios. Desde la evaluación de estudios eléctricos y ambientales hasta el apoyo en procesos de compra venta de activos, Due Diligence y apoyo en la construcción de proyectos. Sin perjuicio que nuestro foco ha sido principalmente MGPE, en el segundo semestre de 2019 hemos expandido nuestro desarrollo de proyectos y prestación de servicios de asesoría a proyectos de mayor escala.
diciembre 6, 2019 | Sin categoría
En España se selló la operación a través de la cual Copec adquirió un 13,5% de la propiedad de Ampere Energy, fabricante y comercializadora de sistemas de almacenamiento energético de segunda generación, con lo cual la empresa nacional pasa a formar parte del Consejo de Administración de la empresa española, integrado por un equipo de inversores y profesionales con una destacada trayectoria en el sector energético.
En una primera fase, el acuerdo entre Copec y Ampere Energy contempla el inicio de actividades en Chile y Colombia, para posteriormente extender la operación a otros países.
«En su definición como una empresa de movilidad, Copec busca aportar a la descarbonización de la matriz energética chilena y de los países que la acogen, capturando al mismo tiempo las oportunidades que se abren con las grandes tendencias en el horizonte global, como son la descentralización y la digitalización», señaló Lorenzo Gazmuri, vicepresidente ejecutivo de Copec.
LEA TAMBIÉN: Francisco Larrondo (Copec): “Seguiremos extendiendo la red para conectar rutas y alcanzar los 1.000 km”
Por su lado, Leonardo Ljubetic, gerente corporativo de Desarrollo y Gestión de Copec, destacó la operación realizada, afirmando que Ampere es una empresa «que está abriéndole paso a la generación distribuida y al almacenamiento residencial, que es el modelo energético del futuro. Este nuevo paradigma energético responde de forma efectiva a las demandas ambientales y económicas del mundo de hoy».
Ampere
Según Vicente López-Ibor Mayor, presidente de Ampere Energy, la alianza con Copec «supone un importante reconocimiento tanto de la trayectoria de Ampere Energy, como del potencial de sus productos y servicios, e implica un gran refuerzo en la estrategia de internacionalización en la que se encuentra inmersa».
Ampere Energy se dedica a la producción y comercialización de baterías eléctricas de segunda generación, contando con sistemas integrados de almacenamiento que permiten una gestión inteligente de la energía.
La empresa desarrolla soluciones basadas en un software dotado de inteligencia artificial que, a través de algoritmos de aprendizaje automático y herramientas de análisis Big Data, examina la previsión meteorológica, el precio de la energía y el perfil del usuario para alcanzar el máximo ahorro e independencia energética y garantizar el confort.
diciembre 6, 2019 | Electromov
En España se selló la operación a través de la cual Copec adquirió un 13,5% de la propiedad de Ampere Energy, fabricante y comercializadora de sistemas de almacenamiento energético de segunda generación, con lo cual la empresa nacional pasa a formar parte del Consejo de Administración de la empresa española, integrado por un equipo de inversores y profesionales con una destacada trayectoria en el sector energético.
En una primera fase, el acuerdo entre Copec y Ampere Energy contempla el inicio de actividades en Chile y Colombia, para posteriormente extender la operación a otros países.
«En su definición como una empresa de movilidad, Copec busca aportar a la descarbonización de la matriz energética chilena y de los países que la acogen, capturando al mismo tiempo las oportunidades que se abren con las grandes tendencias en el horizonte global, como son la descentralización y la digitalización», señaló Lorenzo Gazmuri, vicepresidente ejecutivo de Copec.
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Por su lado, Leonardo Ljubetic, gerente corporativo de Desarrollo y Gestión de Copec, destacó la operación realizada, afirmando que Ampere es una empresa «que está abriéndole paso a la generación distribuida y al almacenamiento residencial, que es el modelo energético del futuro. Este nuevo paradigma energético responde de forma efectiva a las demandas ambientales y económicas del mundo de hoy».
Ampere
Según Vicente López-Ibor Mayor, presidente de Ampere Energy, la alianza con Copec «supone un importante reconocimiento tanto de la trayectoria de Ampere Energy, como del potencial de sus productos y servicios, e implica un gran refuerzo en la estrategia de internacionalización en la que se encuentra inmersa».
Ampere Energy se dedica a la producción y comercialización de baterías eléctricas de segunda generación, contando con sistemas integrados de almacenamiento que permiten una gestión inteligente de la energía.
La empresa desarrolla soluciones basadas en un software dotado de inteligencia artificial que, a través de algoritmos de aprendizaje automático y herramientas de análisis Big Data, examina la previsión meteorológica, el precio de la energía y el perfil del usuario para alcanzar el máximo ahorro e independencia energética y garantizar el confort.
